英台水锁伤害机理与技术对策研究

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1、英台水锁伤害机理与技术对策研究摘要：英台油田随着开发时间的增长，地层压力下降较快，在日常维护作业冲砂、洗井中，常因地层压力过低而造成人量清水漏入地层，其至“倒灌”，引起乳化堵塞、水锁效应等伤害，致使油井产油量下降甚至不产油。本文通过分析油井产生水锁伤害的机理，有针对性的提出解除和预防的办法，研制的水锁抑制剂能够有效的减轻水锁伤害，现场试验取得显著效果。关键词：英台油叩储层伤害水锁影响因素水锁抑制剂1问题的提出英台油田由于地层压力低，油井洗井时，洗井液侵入储层严重而产生水敏、水锁等污染损害，主要体现在：1.1含水恢

2、复期长油井洗后平均含水恢复期5.6天，其中7天以上油井95口，比例高达15.8%0含水恢复期长，影响产油较多。1・2油井洗后含水不恢复，降低生产能力09年有10口井洗后含水升高,日产油下降8.07吨，年影响产油2000多吨。1.2.1含水低于80%的油井易于发生水锁1.2.2地层压力越低，越容易出现水锁全厂各个区块油井均存在水锁问题，共性是地层压力相对较低。2水锁损害机理及主耍影响因素2.1油层内在因素2.1.1储层物性的影响通过岩心试验得出，水锁损害程度与原始含水饱和度呈负相相关关系；与束缚水饱和度呈正相相关关

3、系；2.1・2相渗曲线的影响由于孔隙介质不相混流体的多相干扰的作用，随着含水饱和度的增加，气相渗透率下降越明显。岩石的孔渗性影响相对渗透率曲线的形态，岩石越致密，越陡；2.1.3岩石的润湿性与界面张力的影响油-水界面张力、气测渗透率和储层的水饱和度是影响水锁的主要因素，英中油-水界面张力対地层发生水锁损害更为明显。2.1・4温度的影响较高的温度会导致较人的蒸发压力的形成，并因此形成较快的蒸发速度，提高蒸发速度可快速解除地层的水锁。2.2造成水锁效应的外在因索2.2.1界面张力堵塞可见，造成水锁损害与储层内在因素孔

4、喉半径有关，还与侵入流体的界面张力、润湿如、流体黏度和驱动压差和流体侵入的深度等外在因素有关。水相侵入越深、地层的渗透率越低、孔喉半径越小，油层压力越低，越易产生水锁，口越难解除其损害。3抑制水锁损害的方法针对影响水锁效应的内在和外在因素，开展抑制和解除水锁损害的试验研究。2.1减少洗井液侵入深度一L3.1.1洗后调参（调速电机采用快速档位），提高返排速度，减少其侵入深度。3.1.2优选洗井工艺-主体采取温度高、液量少、排量低的蒸汽洗井技术。3.1.3根据井温测试结果，优化常规泵车洗井参数。在保证清蜡彻底的前提下

5、，以缓解水锁伤害。参数优化结果：洗井液温度要求达到75度以上；液量不超30m3；排量控制原则是先小排量，后大排量，一般地第1罐10方注入40分钟，第2罐10方注入30分钟，第3罐10方注入15分钟。3.1.4对于高渗油层采用屏蔽暂堵洗井工艺3.2研究应用水锁抑制剂根据产生水锁的原因，研究应用具有超低界面张力、良好的降粘、破乳能力、较高的洗油效率等多种作用的水锁抑制剂。原油与地层水的界面张力为一般为20-30mN/m左右，与普通助排剂的界面张力为2mN/m左右，不能满足现场实际需求。3.2.1、水锁抑制剂筛选与配方

6、首先通过室内试验，进行不同界面张力化学药剂筛选。根据实验结果，研制的水锁抑制剂配方为：40%助排剂4#+25%甲醇+0.02%含氟活性剂+0.2%破乳剂+莫它助剂（主要是防膨剂）。3・2.2、水锁抑制剂技术指标表2水锁抑制剂室内实测指标1.2.3.水锁抑制剂实验评价取英台油田岩心，注入洗井液后渗透率损失达51.8%,在注入0.5%浓度的水锁抑制剂以后，渗透率恢复82.5%o室内实验表明：水锁抑制剂具有低表面张力和超低油水界面张力、与地层水配伍性好，耐温性好、且与油水具有良好的互溶性，进入地层后，可以冇效消除油水乳

7、状液造成的贾敏效应，降低水锁对储层造成的伤害。4水锁抑制剂应用试验第一阶段:主要考虑水锁外因单独采用表面活性剂试验5口井,洗后平均含水恢复期延长3天，影响油量增加11.68吨，试验效果差、不理想。第二阶段：水锁内、外因综合考虑——活性剂+防膨剂试验12口井，与蒸汽洗井方式对比，平均含水恢复期减少1.8天，影响产油量减少14.76吨，效果明显。5结论及认识（1）水锁伤害一旦发生，解除相对比较困难，成功率较低且成本高昂，所以应以抑制为主。（2）单存采用表面活性剂解除水锁的办法是无效的。（3）针对英台油FT1特点研究的

8、水锁抑制剂能够有效的防止水锁现象的发生。参考文献［1］张振华，鄢捷年•低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究［J］•石油勘探与开发,2000,27(3)：75-80.［2］贺承祖，华明琪•水锁机理的定量研究［J］•钻井液与完井液，2000,17(3)：1-4.［3］廖锐全，徐永高，胡雪滨•水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法［J］・天然气工业,2002,22